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在“双碳”目标驱动下，我国能源体系正加速转型，但风电、光伏等可再生能源的并网，使电力系统供需平衡压力陡增。零碳园区作为产业绿色转型的核心载体，是落实“双碳”目标、培育新质生产力的关键引擎；虚拟电厂（VPP）则能聚合分散的用户侧资源，转化为规模化可调度调节能力，二者深度融合具备巨大应用潜力。当前，零碳园区与虚拟电厂的融合发展尚处于起步阶段，其参与电力市场的机制、VPP聚合调控技术升级、可持续商业模式构建、系统稳定与数据安全隐患防范等核心议题，亟待开展研究与破解。
零碳园区参与电力交易潜力巨大
零碳园区于2024年底中央经济工作会议首次正式提出，2025年政府工作报告、“十五五”规划相继部署建设零碳园区、零碳工厂，凸显国家推进零碳园区建设的战略导向。国家三部门印发零碳园区建设相关通知，明确支持园区依托虚拟电厂参与电力市场，2025年12月落地52个零碳园区试点，为园区与虚拟电厂融合发展提供政策支撑。
依托虚拟电厂整合园区分散资源，可形成规模可观的电力调节能力。据2025年生态中国网数据，全国各类园区约1.5万个，八成工业企业集聚园区，蕴藏广阔虚拟电厂应用市场。按10%园区完成零碳转型测算，全国零碳园区虚拟电厂聚合调节规模可达180~900吉瓦，为现有全国抽水蓄能总装机的3~15倍。
零碳园区参与电力交易问题尚存
零碳园区依托虚拟电厂参与电力交易，正处在政策落地向市场化过渡阶段，市场机制、技术标准、商业模式仍存在短板。
（一）市场机制不完善，准入与交易规则适配度不足
政策允许虚拟电厂作为独立主体参与中长期、现货、辅助服务市场，但多地沿用传统电厂准入门槛，对资源规模、响应能力要求偏高，中小园区虚拟电厂难以入市。虚拟电厂涉及聚合商、企业、电网等多方主体，资源重复归集、交易权属纠纷缺少清晰规则约束。调峰、调频交易的技术、结算标准适配传统电厂，不符合园区虚拟电厂运行特点，调节价值难以变现。现货限价区间窄、峰谷价差小、辅助服务补偿偏低，市场化收益无法覆盖聚合、调度成本，多数项目依靠补贴运营。
（二）技术标准不统一，计量、接入、调控存在短板
园区能源多为表后资源，缺少统一计量、数据采集规范，发电量、可调负荷等交易数据难以核验。各厂商设备接口协议不一，虚拟电厂平台与调度、交易系统数据互通受阻，交易指令执行效率偏低。行业缺少成熟的聚合调控技术与调节能力评价体系。园区分布式资源波动大，调度响应精度、稳定性不足，部分试点响应准确率仅60%~70%。参与现货交易需对接调度自动化系统，园区平台配套改造成本高，中小园区无力承担。
（三）商业模式不成熟，长效运营能力偏弱
虚拟电厂收益需在聚合商、企业、设备商间分配，暂无统一分配机制，聚合商占据收益主导，企业参与意愿较低。绿电直连跨主体交易规则不完善，电量与绿色环境价值难以充分市场化，企业投资回本周期较长。现有盈利路径单一、高度依赖补贴。多数虚拟电厂仅靠需求响应获取补助，现货、辅助服务收益占比低，未构建多元盈利体系。补贴逐步退坡后项目盈利压力加大，中小园区因体量小、议价能力弱，市场竞争力不足。
促进零碳园区参与电力系统调节的建议
针对前述痛点，零碳园区依托虚拟电厂参与电力交易，可从优化市场机制、统一技术标准、创新收益模式三方面完善提升。
（一）优化市场机制，构建适配VPP特性的交易生态
一是放宽准入门槛，明晰各方权责。按聚合资源分级准入，支持中小园区虚拟电厂联合入市，简化资质审批；出台专项交易细则，划定主体权责，杜绝资源重复聚合，化解权属纠纷。二是丰富交易品类，完善价格激励。增设分布式聚合调峰、毫秒级调频等辅助服务品种；拉大现货峰谷价差，建立辅助服务动态补偿机制，推行“电量+环境价值”双轨绿电定价。
（二）统一技术标准，破解计量接入与调控瓶颈
一是健全标准体系，打通数据壁垒。依据电力市场“1+6”规则，园区资源统一配备智能计量设备，规范数据标准并接入省级核验平台；推广IEEE 2030.5通信协议，给予存量设备改造补贴；搭建省级虚拟电厂数据中台，打通各系统数据通道。二是迭代调控技术，压低改造成本。运用AI负荷预测搭建调节能力评估模型，将响应准确率纳入考核；推行共享云调度平台，降低中小园区自建投入；升级财政补贴系统，扶持智能调度技术落地。
（三）创新收益模式，提升长效运营水平
一是搭建公平收益分配体系。采用改进型沙普利值法建立分配模型，依托智能合约自动分账，保障企业收益；打通绿电与碳市场通道，绿电消纳量折算碳配额、CCER（中国核证自愿减排量），拓宽增收渠道。二是丰富多元商业运营模式。发展“能源托管+虚拟电厂”业态，运营商统筹光伏、储能投资，依托绿电售卖、峰谷套利盈利；推动园区虚拟电厂集群发展，提升议价权；设立产业基金引入社会资本，缓解中小园区资金压力。
